DEA kann Produktion in Norwegen mehr als verdoppeln

DEA hat das norwegische Öl- und Gasgeschäft von E.ON übernommen und stärkt seine Position auf dem Norwegischen Festlandsockel erheblich. Mit diesem Geschäft steigert DEA ihre Gesamtproduktion in Norwegen auf ca. 75.000 Barrel Öl-Äquivalent pro Tag (boe/d).

Das Geschäft umfasst Beteiligungen an 43 Lizenzen, einschließlich Beteiligungen an den drei produzierenden Feldern Skarv (28,1 %), Njord (30 %) und Hyme (17,5 %). Die tägliche Produktion der Felder liegt bei ca. 45.000 boe/d.

„Diese Übernahme passt perfekt zu unserer Geschäftsstrategie. Sie wird unsere Reserven erhöhen, unsere Produktion deutlich steigern und unserem Portfolio eine weitere Option für Wachstum hinzufügen."

Thomas Rappuhn, Vorstandsvorsitzender der DEA Deutsche Erdoel AG

 

Steigerung der Produktion in Norwegen (in boe/d)

DEA erweitert ihre Position auf dem Norwegischen Festlandsockel

Insgesamt hält DEA nun mehr als 70 Lizenzen in Norwegen, einschließlich der Entwicklungsrechte an einer Reihe von produzierenden Feldern sowie als Betriebsführer in mehreren Explorationslizenzen, darunter das Feld Zidane, dessen Entwicklung derzeit geprüft wird.

Die neuen Assets stellen eine ausgezeichnete Erweiterung der Geschäftsaktivitäten von DEA dar

Die Übernahme verschafft DEA ​darüber hinaus einen ​Zugang zu vielversprechenden Wachstumsmöglichkeiten durch Exploration und Feldesentwicklungsprojekte. Das neue Portfolio zeichnet sich durch seine Ausgewogenheit hinsichtlich der Zusammensetzung von Öl- und Gasanteilen aus. DEA hat zudem Rechte an weiteren Entwicklungsprojekten und Fündigkeiten, einschließlich Snilehorn, Snadd und Fogelberg, sowie ein breites Portfolio an Explorationslizenzen auf dem norwegischen Festlandsockel erworben.

 

Skarv - Eines der größten Industrieprojekte in Norwegen

Das Gaskondensat- und Ölfeld Skarv wurde 2012 in Betrieb genommen. Die Erschließung war eines der größten norwegischen Industrieprojekte. Skarv besteht aus vier zusammengefassten Lizenzen: PL159, PL212, PL212B und PL262, ca. 210 km vor der Küste von Sandnessjøen. In dieser Einheit wurden vier Entdeckungen gemacht, Skarv & Gråsel (1998), Idun (1999) und Snadd (2000).

DEAs Anteil an diesem Projekt, das die Zusammenarbeit mit den Partnern BP (Betriebsführer), Statoil und PGNiG umfasst, beläuft sich auf 28,1 %. Für das Feld wurden fünf sogenannte Subsea Templates errichtet, die mit einem FPSO-Schiff (Floating Production, Storage and Offloading) verbunden sind. Der Transport des Gases erfolgt über das 80 km lange Åsgard-Transportsystem.

Entdeckung1998
Wassertiefe350-450 m
Lagerstätte

Die Lagerstätten in Skarv enthalten Gas und Kondensat in den mittleren und unteren Sandsteinschichten des Jura der Formationen Garn, Ile und Tilje. Außerdem besteht eine darunterliegende Öl-Zone im Skarv-Depot in den Formationen Garn und Tilje. Die Garn-Formation weist eine gute Lagerstätten-Qualität auf, während die Tilje-Formation von relativ geringer Qualität ist.

Tiefe der Lagerstätte3.500 - 3.700 m
Produktionsbeginn2012
FPSO-Produktionskapazität675 mmcf/d für Gas und 85 kbbl/d für Öl
FPSO-Speicherkapazität875 kbbl
Beteiligungen

BP (Betriebsführer): 23.84 %
Statoil: 36.16 %
PGNiG: 11.92 %
DEA: 28.08 %

Njord - Bedeutende Beteiligung am Nordfeld

DEA erwirbt mit 30 % einen bedeutenden Anteil am Öl- und Gasfeld Njord. Njord liegt etwa 30 km westlich von Draugen in der Norwegischen See und wurde 1986 entdeckt. Die Produktion aus drei Lagerstätten (Tilje, Ile und Åre) begann 1997.

Unsere Partner in diesem Projekt sind Statoil (Betriebsführer), GDF Suez, Faroe Petroleum und VNG. Das Feld wurde mithilfe von Njord A erschlossen, einer schwimmenden Stahlplattform. Das aus Njord geförderte Öl wird zunächst durch eine Pipeline von der Plattform zum Lagertanker Njord Bravo geleitet, der in der Nähe der Plattform ankert. Das Schiff verfügt über eine Kapazität von 110.000 Kubikmeter Öl. Anschließend wird das Öl per Pipeline, Lagertanker und Öltanker zu den Märkten transportiert. Das Gas aus dem Feld wird über eine 40 km lange Pipeline – die wiederum mit der Åsgard-Transportpipeline verbunden ist – zu dem Verarbeitungsbetrieb in Kårstø transportiert.

Entdeckung1986
Wassertiefen330 m
LagerstätteDie Lagerstätte besteht aus Sandsteinen des Jura der Formationen Tilje und Ile. Das Feld weist ein kompliziertes Störungsmuster auf, wobei nur zwischen einzelnen Segmenten ein Fluidfluss möglich ist.
Tiefe der Lagerstätte2.900 – 3.200 m
Produktionsbeginn1997
Beteiligungen

Statoil (Betriebsführer): 20 %
GDF Suez: 40 %
Faroe Petroleum: 7.5 %
VNG: 2.5 %
DEA: 30 %

Hyme - Nur 19 km nordöstlich des Njord-Feldes

Das Ölfeld Hyme wurde 2009 entdeckt. Es liegt etwa 19 km nordöstlich des Njord-Feldes und etwa 14 km westlich von Draugen. Hyme wird in Zusammenarbeit mit den Partnern Statoil (Betriebsführer), GDF Suez, Core Energy, Faroe Petroleum und VNG betrieben. DEAs Anteil an dem Feld, das seit Februar 2013 produziert, liegt bei 17,5 %.

Es liegt innerhalb des Bereichs, der unter die Produktionslizenz 348 (PL348) fällt, etwa 19 km südwestlich des Njord-Feldes auf dem Norwegischen Festlandsockel. Die Wassertiefe beträgt dort 250 m. Hyme wird mithilfe einer Untersee-Verbindung zur Plattform Njord A erschlossen. Das Feld wurde mit einer Förderbohrung sowie einer Wasserinjektionsbohrung über ein sogenanntes Subsea Template erschlossen, das für vier Bohrungen ausgelegt ist.

Entdeckung2009
Wassertiefen250 - 280 m
LagerstätteDie Lagerstätte enthält sowohl Öl als auch Gas in der unteren Formation Tilje des Jura. Hyme weist die gleiche Geologie auf wie das benachbarte Njord-Feld.
Tiefe der Lagerstätte2.150 m
Produktionsbeginn2013
Beteiligungen

Statoil (Betriebsführer): 35 %
GDF Suez: 20 %
Core Energy: 17.5 %
Faroe Petroleum: 7.5 %
VNG: 2.5 %
DEA: 17.5 %